SY/T 7887-2025 天然气 集气管网水合物堵塞防治技术规范

ICS 75.060 CCS E 24

中华人民共和国石油天然气行业标准

SY/T 7887—2025

天然气集气管网水合物堵塞防治技术规范

Natural gas—Technical specifications for hydrate blockages control in gas gathering network

2025-12-18发布 2026—06-18实施

国家能源局发布

目次

前言 Ⅱ

1 范围 1

2 规范性引用文件 1

3 术语和定义 1

4 集气管网设计及生产过程要求 2

5 水合物堵塞判断 2

6 水合物生成温度预测方法 2

7 水合物堵塞防治 3

7.1 天然气加热 3

7.2 加注水合物抑制剂 3

7.3 天然气脱水 3

7.4 节流降压 4

7.5 清管 4

附录A(资料性)天然气水合物生成温度预测方法 5

附录B(资料性) 天然气水合物抑制剂加注量的计算方法 9

参考文献 11

I

前言

本文件按照GB/T 1.1—2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定起草。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利。本文件的发布机构不承担识别专利的责任。

本文件由全国天然气标准化技术委员会(SAC/TC 244) 提出并归口。

本文件起草单位：中国石油天然气股份有限公司西南油气田分公司天然气研究院、西南石油大学、国家石油天然气管网集团有限公司科学技术研究总院分公司、中国石油天然气股份有限公司长庆油田分公司油气工艺研究院、中海油研究总院有限责任公司、中国石油化工股份有限公司西南油气分公司、国家管网集团联合管道有限责任公司西气东输分公司。

本文件主要起草人：付子倚、周理、陈鹏飞、唐青松、熊颖、李伟、王强、敬显武、魏纳、王玉彬、田伟、庞维新、王华青、郭怡、赵凯、周厚安、姚海元、张登峰、杨博、何娜、张明、柳歆。

Ⅱ

天然气集气管网水合物堵塞防治技术规范

警示——本文件不涉及与其应用有关的所有安全问题。在使用本文件前，使用者有责任制订相应的安全和保护措施，并明确其限定的适用范围。

1 范围

本文件规定了气田开发过程中集气管网天然气水合物堵塞判断、水合物生成温度计算、水合物堵塞防治的要求。

本文件适用于一般集气管网系统的水合物预防和治理，同时适用于硫化氢( H₂S) 含量大于或等于5%(体积分数)的天然气集气管网系统。

2 规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，仅该日期对应的版本适用于本文件;不注日期的引用文件，其最新版本(包括所有的修改单)适用于本文件。

GB50349 气田集输设计规范

SY/T 0612 高含硫化氢气田地面集输系统设计规范

SY/T 5922 天然气管道运行规范

3 术语和定义

下列术语和定义适用于本文件。

3.1

天然气水合物 natural gas hydrate

在一定的温度和压力下，天然气中的甲烷、乙烷、丙烷、丁烷、二氧化碳等和水形成的冰雪状晶体，也称可燃冰。

3.2

堵塞防治 blockage control

水合物生成前的堵塞预防和水合物生成后的解堵措施。

3.3

水合物抑制剂 hydrate inhibitor

抑制天然气在开采、输送及处理中生成水合物的化学物质。

3.4

集气管网 gas gathering network

集气干线和集气支线组成的全部管网系统总称。

注：汇集单井井口装置或集气站来气，并将其输至净化厂或输气首站的管线，为集气干线。干线之前的集气管线， 为集气支线。

4 集气管网设计及生产过程要求

集气管网在设计和实际生产过程中应满足以下要求。

a) 考虑正常生产工况所采用的措施和开工、停工时的应急措施。

b) 考虑新井投产和加热对管道应力的影响。

c) 减少使用大小变径、三通和弯头。

d) 设置或预留水合物抑制剂加注系统。

e) 设置天然气放空泄压设施，集气站内节流阀前后及管道进出口等关键部位设置温度、压力监测设备，满足场站设备及集气管道水合物生成防治需要。

f) 产液量大、管输距离较长、高程起伏较大的集气管网，采用气液分输方式。

g) 天然气中H₂S含量大于或等于5%(体积分数)时，按照SY/T 0612的规定执行。

h)H₂S 含量较高，容易发生积液和水合物堵塞的集气管网，在单井站或集气场站内设置气液分离和清管收发球装置。

i) 对于采用井下节流工艺生产的气井，在满足生产需求的条件下，根据井筒温度变化梯度及节流效应，合理设计选用节流器，降低井筒和采气管网的运行压力。

j) 含有凝析油或加注缓蚀剂、硫溶剂、起泡剂和消泡剂等化学药剂的采集气管道，开展水合物抑制剂加注的配伍性试验。

k) 新井投产和冬季生产时，制订天然气水合物堵塞防治应急预案。对于高含硫气井，监控生产运行状况，根据天然气输送温度、压力、产水量的动态变化，实时采取调整抑制剂加注量、 清管等措施。

1)生产过程中根据天然气气质组成、地面集气工艺条件和环境温度变化等情况，结合生产动态分析，选择对应的水合物抑制剂类型及药剂加量。

5 水合物堵塞判断

对于集气站管道及设备，通过监控管道或设备两端压差及气体流量变化、外表结冰和温度变化、 气流声音变化等情况判断是否发生水合物堵塞，以及确定水合物堵塞位置，应满足以下技术要求：

—若上游集气站出站压力迅速上升，下游集气站瞬时流量迅速下降，判断管道出现水合物堵塞;

—若井口油压与集气站进站压力的压差突然增大0.2 MPa以上、瞬时流量突然下降10%以上， 且持续时间在0.5h 以上，判断管道出现水合物堵塞。

6 水合物生成温度预测方法

水合物生成温度预测采用以下方法：

——对于无抑制剂/纯水体系中水合物的热力学条件，可采用基于分子热力学理论建立的模型， 如Van der Waals-Platteeuw ( 范德华-普朗特)、Chen-Guo ( 陈-郭)等模型，或采用经

验公式进行计算(见附录A);

——对于含硫气体、含二氧化碳(CO₂)、含H₂S气体的水合物采用查图法;

——对于无法用图表查找计算的试验条件，参考SY/T 7676的内容开展试验并计算。

2

7 水合物堵塞防治

7.1 天然气加热

天然气加热一般采用水套炉加热、电加热、热水和蒸汽加热等方式，天然气加热防治水合物满足以下要求：

——按照GB50349 的要求，天然气集输温度应高于水合物生成温度3K以上;

——高寒地区或高含硫气井冬季生产，集气场站内设备的节流阀、排污阀、导压管、汇管、三

通、弯头、分离器分离头和积液包等部位应安装加热保温装置; ——设置管道和设备节能保温措施，防腐层应满足加热温度的要求;

——天然气节流前加热的最低控制温度按附录A进行估算。

7.2 加注水合物抑制剂

7.2.1 根据作用机理不同，水合物抑制剂主要分为热力学抑制剂、动力学抑制剂，集气管网采用加注水合物抑制剂防治水合物，按照以下选用原则：

—热力学抑制剂选用盐类及醇类，有效质量分数一般为10%～60%;

——动力学抑制剂选用内酰胺基聚合物、绿色水合物抑制剂及离子液体，有效质量分数一般为 1%～ 5%;

——阻聚剂选用表面活性剂和聚合物，有效质量分数一般为0.5%～2.0%,尤其在高过冷度条件 (大于10 K)。

7.2.2 集气管网处于以下情况，宜选用甲醇作为热力学抑制剂防治水合物：

——产气量小、气流温度低、产液量大的生产条件;

—操作温度相对较低的低温场合(小于-10K);

——集气管网设备及管道的临时性解堵，且具备密闭加注的装置和条件。

注：甲醇加注和回收在密闭条件下进行。本文件使用者不管是否申明符合标准，操作人员均需要经过专门培训， 熟练掌握操作规程及技能，具备应急处置知识，且具备安全环保条件才能进行使用。

7.2.3 集气管网处于以下情况，宜选用乙二醇作为热力学抑制剂防治水合物：

——产气量大、产液量小、凝析油含量少的生产条件;

——操作温度相对较高的低温场合(大于-10K);

——集气管网设有可回收利用装置或具备设置可回收利用的条件。

7.2.4 集气管网处于以下情况，宜选用动力学抑制剂防治水合物：

——环境温度较低，产液量大，药剂储存空间受限，无回收利用装置;

——水合物生成温度较高、具备清管条件的高含硫采集气管道;

——水合物生成抑制时间大于清管周期;

——水合物未大量生成的前期预防。

注：动力学水合物抑制不用于水合物已经生成后的解堵，一般与热力学抑制剂复配使用。

7.2.5 水合物抑制剂的加注量及水合物抑制剂最低加注浓度计算见附录B。

7.3 天然气脱水

天然气脱水采用吸收法、吸附法和冷冻法防治水合物。集气管网采用天然气脱水防治水合物，按照以下要求：

——对于具备水合物生成条件，且不适合采用其他水合物防治措施的集气管道及场站设备，进行脱水处理;

3

——脱水站场定期监测预处理天然气饱和含水量，并根据预处理天然气气量、饱和含水量调整脱水工艺运行参数。

7.4 节流降压

节流降压分为井下节流和地面节流。集气管网采用节流降压防治水合物，按照以下要求：

——井下节流、井下节流器施工安装与维护和安全环保措施参考SY/T 7624的要求;

——地面节流降压宜采用局部放空或逐级节流降压;

——压力等级和节流降压级数选择应结合井口预计最高关井压力和设备工作压力，高压气井节流降压级数宜为2级，超高压气井节流降压级数宜为3级。

注1: 局部放空，使压力在较短时间降低，相应地提高了水合物生成温度，使水合物温度低于管壁温度，水合物会从管壁脱落并在压差作用下，将水合物从放空管线推出，适用于已经生成的水合物堵塞。

注 2 :逐级节流降压，降低单级节流引起的温度降低，适用于预防水合物生成。

7.5 清管

集气管网采用清管防治水合物，按照以下要求进行清管作业：

——对管线定期开展清管作业，减少管线积液和杂质，提高管线内天然气流通性，降低水合物生

成的可能性;

——根据管道输送的气质情况、管道的输送效率和输送压差确定合理的清管周期;

——对管道输气流量、输送状况、输送效率等进行分析并掌握管道历次清管情况;

每次清管前和清管过程中应进行水力计算、分析; ——管道清管计算符合SY/T 5922的要求。

附录 A

( 资料性 )

天然气水合物生成温度预测方法

A.1 经验公式法

按公式(A.1) 及公式 (A.2) 计算在不同相对密度条件下天然气水合物生成温度：

T>273.15K 时：

lgp=-1.0055+0.0541(B+T-273.1) ……………………(A.1)

T≤273.15K 时：

lgp=-1.0055+0.0171(B₁+T-273.1) ……………………(A.2)

式中：

p——压力，单位为千帕 (kPa);

T——水合物生成温度，单位为开尔文(K);

B、B₁——与天然气密度有关的系数(见表A.1)。

表A.1系数B、B₁值与天然气相对密度()的关系

γ

B

B₁

0.56

24.25

77.40

0.66

14.76

46.90

0.80

12.72

39.90

0.58

20.00

64.20

0.68

14.34

45.60

0.85

12.18

37.90

0.60

17.67

56.10

0.70

14.00

44.40

0.90

11.66

36.20

0.62

16.45

51.60

0.72

13.72

43.40

0.95

11.17

34.50

0.64

15.47

48.60

0.75

13.32

42.00

1.00

10.77

33.10

A.2 图解法

A.2.1 天然气水合物生成温度预测

天然气水合物生成温度预测图解法分为密度曲线法和节流曲线法两种。图A.1 给出了在不同相对密度下天然气水合物生成的压力一温度曲线。每条曲线的上方是水合物生成区，曲线下方是非生成区。利用图A.1 查图可确定不同密度天然气生成水合物的温度和压力。若相对密度在两条曲线之间， 可采用内插法进行近似计算。

图A.2是相对密度为0.6的天然气在不生成水合物的条件下允许达到的膨胀程度，图A.3 是相对密度为0.6的天然气给定压力降所引起的温度降曲线。利用图A.2 和图A.3查图可进行如下预测：

a) 已知节流前和节流后的压力，预测不生成水合物所要求的节流前温度;

b) 已知节流前的压力和温度，预测不生成水合物所要求的节流后的温度;

c) 已知节流前和节流后的压力，预测由压降引起的温度降。

5

压力 , M P a

-5 0 10 15 20 25

温度，℃

图A.1 天然气水合物生成的压力一温度曲线

初始压力,MPa

图A.2 相对密度为0.6的天然气在不生成水合物的条件下允许达到的膨胀程度

度降 ,

温

△p-28

40 △(△)p(p)5(1)05.5_ 4p=.

30

25 30 35 40

△p=24.5

△p=21

△p-1755 Ap=14

1(2)0(0) △p=14

0 10 15 20

100

90

80

70

60-

50-

节流前天然气压力p,MPa

图A.3 相对密度为0.6的天然气给定压力降所引起的温度降曲线

6

示例：某井天然气的相对密度为0.6,节流前的压力为25 MPa, 节流后的压力为11 MPa, 拟计算不生成水合物节流前天然气的最低加热温度。查图A.1可知，该天然气11 MPa条件下的水合物生成温度为19℃(即292.15K); 查图 A.3可知，在横坐标找到25 MPa向上作垂线，与△p=14 的曲线交于C 点，过C 点向左作水平线，与纵坐标的交点就是温度降，得到29 K。由此可见，节流前经加热的天然气最低温度48℃(即321.15 K)。

A.2.2 含硫天然气水合物生成温度预测

由于天然气中存在H₂S 会加速水合物的生成，显著提高水合物生成温度，且H₂S含量越高，水合物生成温度越高，图A.1的水合物生成温度预测不适用于含硫天然气，含硫天然气水合物生成温度按图A.4进行计算。

7

HS摩尔分数

℃

 

C₂ 校正，℃

a) 不同压力条件下C₃校正

C. 摩尔分数

+5 C

0

气体相对帝度

20

1

b) 含硫天然气水合物形成温度预测

图A.4 含硫天然气水合物生成温度预测曲线图

示例：拟利用图A.4估算表A.2中给出组分天然气在4200kPa( 绝)条件下的水合物生成温度;从图A.4b) 查找， 在4200 kPa ( 绝)压力对应下查H₂S摩尔分数曲线( H₂S摩尔分数为4.18%);垂直向下找出对应的气体相对密度(为 y=0.682); 再从对角方向的斜线上从图底部坐标读出温度(T=17.5℃, 即290.65K); 图A.4a) 使用插入法进行C₃ 校正;从左边的H₂S 摩尔分数出发(即4.18%)查出Cs摩尔分数值(为0.67%)垂直向下找出体系压力，并在左边的标尺上读出温度的校正值(为-1.5℃)。可得，其水合物生成温度T为16℃,即289.15K。

表A.2某高含硫气井天然气气质组成

气体组分

摩尔分数

%

N₂

0.30

C₃

0.67

CO₂

6.66

iC₄

0.20

H₂S

4.18

nC₄

0.19

C₁

84.20

C₅

0.40

C₂

3.15

一

注：气体的摩尔质量为19.75,相对密度γ为0.682。

A.3 室内试验模拟

对于无法用图表查找计算的条件，参考SY/T 7676确定天然气水合物的生成温度。在定容条件下，将反应釜内一定比例的试验气和试验液充分混合，降低反应釜温度，使之大量生成水合物，然后采用逐步升温的方式使生成的水合物分解。在整个试验过程中采集温度、压力的数据，作出压力一温度曲线，见图A.5。升温曲线与降温曲线的交点即为该试验条件下水合物相平衡点，该相平衡点对应的温度为该实验条件下天然气水合物的生成温度。

压力 , M P a

A

水合物开始生成

水合物相平衡点

升温

加热，水合物开始分解

17 19 21 25 27

图A.5 模拟试验中典型压力一温度曲线

11 13 15

降温

8

附录 B

(资料性)

天然气水合物抑制剂加注量的计算方法

B.1 水合物抑制剂加注量的计算

抑制剂加注量包括液相用量、气相蒸发损失量和液烃中的溶解损失量三部分。抑制剂加注量Q总可按公式( B.1) 进行计算：

Q总=CmQ水+ Q损+Q液烃S (B. 1)

Q总——抑制剂加注量，单位为千克每天( kg/d);

Q水——天然气中的游离水量，单位为千克每天(kg/d);

Q损——抑制剂在气相中的蒸发损失量，单位为千克每天 (kg/d);

Q液烃——系统中的液烃流量，单位为立方米每天( m³/d), 液烃较少时可忽略不计;

Cm——抑制剂在液相中的最低加注浓度(质量分数);

S——抑制剂在液烃中的溶解度，单位为千克每立方米( kg/m³), 可取0.4。

B.2 水合物抑制剂最低加注浓度的计算

对于给定的水合物生成温度降△t, 抑制剂在液相中的最低加注浓度Cm可按公式 (B.2) 计算：

………………………(B.2)

△t——水合物生成温度降，单位为开尔文(K);

M——抑制剂相对分子质量，甲醇为32,乙二醇为62,二甘醇为106;

K——抑制剂常数，甲醇为1297,乙二醇和二甘醇为2220。

公式( B.2) 适用于甲醇水溶液浓度小于25%(质量分数),或甘醇类水溶液浓度大于50%(质量分数)～60%(质量分数);当甲醇水溶液浓度达到50%(质量分数)或更高时，水合物生成温度降

△T 按公式(B.3) 计算：

△T=-72M(1-Xm) ………………………………(B.3)

△T——水合物生成温度降，单位为开尔文( K);

M——抑制剂的摩尔质量，单位为千克每千摩尔(kg/kmol);

Xm——甲醇在抑制剂水溶液中的摩尔分数。

B.3 水合物抑制剂液相用量的计算

实际生产过程中，向管道或设备中加入的水合物抑制剂往往是含水的。因此，当已知抑制剂在液相水溶液中的最低加注浓度Cm, 并且考虑到随注入的抑制剂蒸发到气相后带入系统中的水量时，注

9

10

入的含水抑制剂的液相用量Q 按公式(B.4) 计算：

…………………………(B.4)

Q——注入浓度为C₁ 的含水抑制剂在液相中的用量，单位为千克每天(kg/d);

Q——注入浓度为C₁的含水抑制剂在气相中的损失量，单位为千克每天(kg/d);

C₁——注入的含水抑制剂中抑制剂的浓度(质量分数);

Qw——单位时间内系统中产生的液态水量，单位为千克每天( kg/d)。

B.4 水合物抑制剂理论加注量的安全系数

一般情况下甘醇类水合物抑制剂实际用量取理论计算量的1.15～1.20倍;甲醇的实际用量取理论计算量的3倍。

参考 文献

[1] SY/T 7624 气井井下节流技术规范

[2] SY/T7676 天然气水合物生成温度的测定模拟法